天然气长输管道腐蚀分析与防控措施

对山东肥城段天然气长输管道腐蚀穿孔的原因进行分析。结果表明:腐蚀穿孔的主要原因是该管段在敷设后底部长期存有水,管道敷设完成后1a内未投产,产生了氧腐蚀;投产后,天然气中CO_2溶于水,进一步对管道产生腐蚀;在氧腐蚀和CO_2腐蚀共同作用下,管道最终造成穿孔失效。针对腐蚀问题,提出相应的建议,并制定了腐蚀预防与控制措施。     

天然气长输管道L320钢管腐蚀失效分析

对一段发生泄漏的天然气长输管道进行失效分析。在排除机械损伤和外部因素基础上,通过防腐层实验、化学成分分析、金相组织观察、天然气组分检测、腐蚀产物XRD谱,分析了管道内腐蚀穿孔形成的原因。结果表明,管道内腐蚀穿孔是由氧腐蚀、CO_2腐蚀、硫酸盐还原菌腐蚀共同造成的。管道敷设后与投产前内部的空气、投产后天然气中的CO_2、管道中的水和泥土在管道腐蚀中起到了关键作用。提出了需要采取开挖检测、更换腐蚀管段、外加电流法阴极保护、进行管道清管与内检测、选择缓蚀剂等措施。     

某热采井825镍基合金液控管道腐蚀原因分析

某热采井825镍基合金液控管道在运行3个月后发生腐蚀失效。通过管材化学成分、力学性能和显微组织分析,腐蚀产物形貌与成分分析对失效管道的腐蚀原因及机理进行了研究。结果表明:825镍基合金液控管道外壁发生严重点蚀,腐蚀失效的原因是氧腐蚀和硫腐蚀,硫来源于井下H_2S与注蒸汽中的O_2反应生成。     

西部某天然气田三通管件腐蚀失效分析

西部某天然气田集输管道一处直插式三通管件发生爆管事故,三通主管材质为16Mn钢,支管材质为316L+L416双金属复合管。通过观察失效三通形貌,测量失效三通壁厚,利用电化学方法研究16Mn钢和316L不锈钢在气田模拟环境中的电偶腐蚀行为,利用FLUENT软件分别对直插式、45°和30°三通内部流体的流动特性进行数值模拟计算,结合现场腐蚀情况调查,分析三通失效原因。结果表明,三通选材设计中存在电偶腐蚀的缺陷,且其直插式结构导致三通内部流体的流态发生剧烈变化。天然气在爆管位置形成涡流,气田产出水因低速涡流而逐渐粘附于管道内壁面,并与CO₂形成酸性腐蚀环境,导致管道发生电偶腐蚀。爆管处管壁所受壁面剪切力较大,流体对管道内壁形成冲刷作用。三通管件在电偶腐蚀和机械冲刷的协同作用下失效。     

某油田抽油杆断脱失效原因分析

某油田抽油杆腐蚀严重,表面布满腐蚀坑,主要集中在其圆周分布的三分之一的区域,并伴有纵向拉痕;表面另外的三分之二区域没有点蚀坑,只有较浅纵向拉痕的沟槽。对抽油杆表面腐蚀形貌、金相组织和扫描电镜进行分析,揭示其腐蚀失效的原因。抽油杆环境中氧的腐蚀、Cl~-的加速腐蚀作用、盘根及垢粒摩擦腐蚀等因素有关。     

天然气管道失效分析

对漏气天然气管道进行化学成分分析、力学性能检测、金相分析,并对漏点处的宏、微观腐蚀形貌及腐蚀产物成分进行了分析。结果表明:失效钢管内壁漏点处发生了严重的腐蚀,失效形式主要为点蚀穿孔,这是介质环境中的氯离子和微生物共同作用的结果。     

板壳换热器腐蚀失效分析

板壳换热器在运行过程中会发生腐蚀失效。对板壳换热器腐蚀区域进行表面形貌、微观组织、腐蚀形貌和腐蚀产物分析。结果表明:板壳换热器的微观组织均为奥氏体+带状分布的铁素体,主要发生了点蚀和均匀腐蚀,壳程表面腐蚀比板程严重。凸起剥落与局部腐蚀性介质富集及微振磨损有关。管板腐蚀的主要原因为介质中的氯离子与硫离子。     

某集气站埋地管道腐蚀失效原因分析

对某集气站埋地管道的失效管段进行了宏观检查、腐蚀产物分析、管道材质与金相分析等,并开展了管道内部气/液两相流动计算和腐蚀模拟实验,综合分析了埋地管段腐蚀失效原因及腐蚀机理。结果表明：埋地管道的水样中存在大量的SRB,铁细菌和腐生菌,管道内流态为层流,管道底部5~7点钟部位发生了严重小孔腐蚀。细菌腐蚀和垢下腐蚀是导致管道腐蚀穿孔的主要原因,水中的Cl^-加速了腐蚀穿孔的发生。     

榆济天然气管道内腐蚀原因

为了明确榆济天然气管道内腐蚀原因,首先对榆济天然气管道输送天然气成分、清管记录等服役状况进行调研。其次针对管道内壁不同时钟位置的腐蚀状况进行宏观腐蚀形貌观察,使用扫描电镜(SEM)对腐蚀产物进行微观观察,使用X射线衍射(XRD)对腐蚀产物进行成分分析。结果表明,管道内部存在局部腐蚀,腐蚀产物以Fe2O3和FeCO3为主。因此CO2腐蚀是造成榆济天然气管道内腐蚀的主要原因。     

某输油管道腐蚀泄漏失效原因分析

目的分析输油管道腐蚀泄露失效的主要原因。方法对输油管道泄漏失效进行了深入调查研究,分析了输油管道失效样品,对泄漏孔形貌、几何参数、理化性能、金相组织进行了试验分析,并在泄漏穿孔处取样进行了电子显微镜扫描、微区能谱分析。结果经化学分析、力学性能和金相组织等理化检验分析,该失效输油管道的材料理化性能符合GB/T 8163—2008标准的相应要求及用户要求。从穿孔宏观形貌分析来看,腐蚀区域面积较大,管道内壁存在大量腐蚀产物,穿孔位于输送管道的下部,最大腐蚀深度达3.5 mm,且管道中存在大量临界腐蚀坑电子显微镜下放大观测,能看到表层覆盖有疏松的腐蚀产物,微区能谱分析显示腐蚀产物中含有大量的Cl、C、O和Fe等元素。结论材料性能并不是造成输油管道失效事故的主要原因,输油管道泄漏主要是由管体内壁点腐蚀穿孔造成的,引起腐蚀穿孔的主要因素为输送流体介质中的Cl-,当管材基体中的Fe不断被Cl-腐蚀溶解后随流体介质迁移,点蚀坑迅速扩展,最终导致腐蚀穿孔。     

某海底管道失效原因

某海底管道在投产3a后发生了腐蚀穿孔,通过检测数据分析、腐蚀速率模拟计算、实物管段检测分析、内腐蚀模拟试验及缓蚀剂有效性分析等方法对其失效原因进行了分析。结果表明,投产后CO2和H2S含量增高,缓蚀剂未达到预期效果,产生严重的CO2局部腐蚀,这是造成海底管道腐蚀穿孔失效的主要原因。针对类似的失效情况,提出了海底管道安全运行的应对措施。     

某油田地面集输管道用材腐蚀行为研究

模拟油田现场腐蚀环境,利用高温高压实验设备辅以失重法研究了某油田地面集输管道正在使用中的管材20G钢、L245钢、5Cr钢、316L不锈钢和板材16Mn钢在不同温度和CO_2分压下的腐蚀行为,并采用扫描电镜(SEM)、电子能谱(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法对腐蚀产物的形貌及成分进行分析。结果表明:20G钢、L245钢、5Cr钢、16Mn钢和316L不锈钢均在温度一定的情况下,随CO2分压的增大,平均腐蚀速率先增大后减小;在CO_2分压一定的情况下,平均腐蚀速率随温度的升高先增大后减小。在温度为80℃,CO_2分压为0.5 MPa时,均达到最大平均腐蚀速率。20G钢、L245钢、5Cr钢和16Mn钢的腐蚀形貌为不均匀的全面腐蚀,腐蚀产物主要为FeCO_3,316L不锈钢由于在腐蚀介质中发生钝化,腐蚀形貌为轻微的点蚀。     

国产TIG焊导电辊接头失效机理分析

通过对国产TIG焊失效导电辊哈氏合金C-22断口进行XRD、EDAX成分分析、失效区金相组织及断口形貌观察、极化曲线测定等手段分析了国产TIG焊导电辊的失效原因及其失效机理.金相观察表明哈氏合金筒体焊后未经过固溶处理,会导致焊缝金属和母材之间存在组织差异;腐蚀裂纹宏观形貌观察表明导电辊断裂失效的裂纹源主要萌生于筒体表面的焊缝区域,并逐渐向焊缝内部扩展并最终进入母材;极化曲线测试表明填丝TIG焊焊缝的腐蚀电位要低于母材的腐蚀电位,腐蚀电位差异是导致导电辊焊缝区域发生严重腐蚀的主要原因.这项研究成果可为进一步开展哈氏合金导电辊的制造提供理论依据和技术指导.     

某天然气管道内腐蚀原因及防控措施

目的分析某天然气管线典型管段的腐蚀特性,明确管线的腐蚀原因及机理。方法采用扫描电镜对管道内壁不同方位的腐蚀形貌进行表面和截面微观观察。采用X射线衍射和EDS方法进行成分定量分析。结合天然气管道输送天然气成分、清管记录等服役状况进行天然气管线的内腐蚀特性研究。结果 CO_2腐蚀是造成该天然气管道内腐蚀的主要原因,管段12点钟方向腐蚀坑深度约为0.18 mm,3点钟和6点钟方向腐蚀坑深度均约为0.1 mm,腐蚀产物以Fe_2O_3和FeCO_3为主,6点钟方位的腐蚀产物厚度最大,3点钟方位的腐蚀产物厚度最小,3点钟和6点钟方位的腐蚀产物主要以Fe、O、C为主,12点钟方位的腐蚀产物含有S元素,同时可能存在细菌腐蚀。SiO_2是管线内残余的污泥本身所含,该管道在投入工作前可能已经发生了腐蚀。针对性地提出了相关腐蚀防控措施,采取措施后换管频率降低了56%。结论天然气管线存在的内腐蚀多为局部腐蚀,运行过程中应尽可能地避免腐蚀的发生,及时采取相应的防控措施,以免造成不必要的损失。     

基于实验和CFD模拟的煤气化黑水处理系统管道失效分析

目的分析煤气化黑水处理系统管道的失效行为,明确失效特征,分析失效机理及影响因素,指导弯管的失效预防,延长其服役寿命。方法采用扫描电子显微镜(SEM)对管道进行微观形貌检测,并采用能量色散谱(EDS)和X射线衍射(XRD)对腐蚀产物进行检测分析,最后通过计算流体动力学(CFD)仿真分析其流场情况。结果失效管道内壁面有着明显的流水冲蚀形貌,且布满小凹坑及疏松多孔的褐色腐蚀产物。EDS结果显示,腐蚀产物主要由Fe、S和O元素构成,XRD进一步测得腐蚀产物多为FeS、Fe3O4及FeO等。CFD仿真结果与实际失效工况吻合,二次流、粒径、速度以及斯托克斯数的变化对固体颗粒运动轨迹影响较大,并进一步影响管道冲蚀的高危区位置。结论管道失效的主要原因是黑水中的H2S腐蚀和煤粉颗粒冲蚀的耦合作用,其弯管区域外拱出口位置和下游水平管底部位置为主要高危区,同时管道高危区位置受多种因素影响,相应部位要提前做好预防准备,实际工况中适当减小流速可以实现一定减磨防护作用。     

石油管道套管用Mn合金的失效分析

以石油管道套管用Mn合金为研究对象,对其失效位置的宏观和微观形貌、化学成分和力学性能等进行试验研究,分析石油管道套管用Mn合金的失效原因。结果表明,过载开裂是无缝管管体失效的主要原因,管体外表面的凹痕是刺透失效的根源。     

某海外高硫高盐油田地面油管的腐蚀失效原因

对服役于高硫高盐原油中的失效管段的化学成分和显微组织进行分析,对产出水进行微生物检测,采用扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)及X射线衍射(XRD)等手段对腐蚀产物进行分析。结果表明:微生物腐蚀(MIC)是导致管道发生腐蚀泄漏的主要原因。油田产量低于预期造成管内原油低流速、含水率高于预期,以及停产后未及时清管造成游离水析出并沉积在管道底部,这些都为硫酸盐还原菌(SRB)等细菌的滋生繁殖创造了有利条件,从而导致管道的腐蚀失效。介质中的H_2S、CO_2以及Cl~-共同参与了腐蚀过程。     

某304不锈钢管道泄漏的失效分析

某氟化工企业304不锈钢管道在运行三年半后发生泄漏失效。通过直读光谱仪、光学显微镜、扫描电镜和X射线衍射仪等对失效部位材料的化学成分、显微组织、腐蚀形貌及腐蚀产物进行了分析。结果表明:该304不锈钢管道的失效主要为Cl-浓缩造成的点蚀穿孔,H_2S的存在则对点蚀起到了促进作用。     

20钢45°热煨弯管失效分析

分析20钢45°热煨弯管在某油田服役48天后发生失效的原因。通过分析该热煨弯管的化学成分、力学性能和金相组织以及爆裂区的能谱图,发现冲刷腐蚀致管壁减薄是弯管爆裂的原因。输送介质中含H_2S、CO_2等腐蚀性介质,加强了冲蚀的作用;冲蚀与腐蚀的交互作用会加速管壁的减薄;当弯管管壁局部位置减薄到一定程度,在钢管内压力作用下,造成弯管局部爆裂。     

JFE-HP1-13Cr钢油管腐蚀失效原因分析

由于井下腐蚀性较强,所以某油田采用JFE-HP1-13Cr材质的油管,但仍有腐蚀发生。腐蚀主要集中在公扣端,腐蚀特征为点蚀。井中腐蚀严重管段主要集中在1500~3000m范围内,CO_2分压0.3~1.18MPa,属于CO_2腐蚀严重区域。经过分析认为内壁腐蚀是CO_2和Cl-等共同作用的结果;公扣端接头部位点蚀,与倒角和接头处存在的缝隙有一定的关系。